Due impianti operativi nel 2026-2027, ma il valore economico dipende dal software di ottimizzazione

Due batterie, 179,8 MWh complessivi. Ma la notizia non è quanta energia immagazzinano: è chi decide, minuto per minuto, quando caricarle e scaricarle. Lo scorso 28 agosto, EDF ha firmato due accordi di ottimizzazione con Trinasolar International Solution Business Unit. I progetti, situati in Inghilterra e Scozia, forniranno una capacità combinata di 179,8 MWh, sufficiente a coprire il picco di elettricità di decine di migliaia di case per un massimo di due ore.

Due progetti, 179,8 MWh: il dettaglio che conta

Il primo asset è il Ruby BESS vicino ad Aberdeen, in Scozia: 40 MW di potenza e 80 MWh di capacità, con entrata in funzione attesa per ottobre 2026. Il secondo è il Chatterley BESS nel Gloucestershire, in Inghilterra: 49,9 MW e 99,8 MWh, con operatività commerciale prevista per marzo 2027. Sono due tagli diversi, con esigenze di rete differenti: uno più piccolo e vicino all’entrata in esercizio, l’altro di dimensioni quasi doppie e con un cantiere più lungo.

Non sono numeri isolati. Trina Solar ISBU, con cui EDF ha firmato, ha rilevato in passato anche il progetto Rigifa, un sistema di accumulo da 40 MW acquisito dallo sviluppatore Source Galileo. Ma la capacità installata è solo l’involucro: il valore si decide altrove.

Powershift: il valore non è nel container, ma nel software

Chi decide come usare quei megawatt è il punto. EDF utilizzerà la sua piattaforma Powershift per gestire gli asset. In pratica, un BESS da 40 MW non produce valore da solo: il margine nasce dal momento in cui le batterie assorbono energia a basso costo e la rilasciano quando serve, o quando i prezzi salgono. La piattaforma serve esattamente a questo: stabilire i cicli di carica e scarica, minuto per minuto.

EDF non parte da zero. Secondo i dati pubblicati da EDF Wholesale Market Services, la società gestisce oltre 2 GW di capacità di batterie contrattualizzata, di cui 1 GW già operativo, e si posiziona come il più grande ottimizzatore di batterie del Regno Unito con circa il 20% del mercato britannico.

La piattaforma è già stata scelta per Thorpe Marsh, Hams Hall (350 MW/1.243 MWh) ed Eccles (500 MW/1.000 MWh). E, come scrive Solar Power Portal, i contratti di ottimizzazione sono fondamentali per la bancabilità dei progetti BESS. In altre parole, per una banca un impianto senza ottimizzatore è un rischio: i megawatt sono sul terreno, ma i ricavi dipendono da decisioni operative continue. Il contratto trasforma questa incertezza in un flusso atteso. In un accordo separato con Fidra Energy, EDF ottimizzerà due grandi unità a batteria per complessivi 560 MW di stoccaggio all’interno del progetto Thorpe Marsh, che con 1,4 GW/3,1 GWh è destinato a diventare il più grande BESS del Regno Unito.

Resta da capire se la firma di un contratto basti a sbloccare davvero i progetti nei tempi previsti.

Cosa cambia per chi finanzia e costruisce

Il calendario è la prima conseguenza pratica. Ruby BESS è atteso entrare in funzione in ottobre 2026; Chatterley BESS è previsto per marzo 2027. Per lo sviluppatore, avere un contratto di ottimizzazione firmato a fine agosto significa poter presentare ai finanziatori un piano di ricavi più solido, non una semplice promessa tecnica.

A conferma che il percorso di Chatterley arriva da lontano, i lavori di costruzione erano già in calendario a luglio 2025. Questo dato indica che l’accordo con EDF non è un ripiego dell’ultimo minuto, ma l’innesto di un contratto di ottimizzazione su un progetto che ha già attraversato le fasi di sviluppo.

La partita, a questo punto, non è se Ruby e Chatterley entreranno in funzione, ma quanto velocemente l’ottimizzazione diventerà standard per ogni nuovo BESS. EDF, con Powershift, ha già occupato il centro di questa filiera: per chi installa o finanzia un impianto, il contratto di ottimizzazione non è un accessorio, ma la condizione per trasformare i megawatt in ricavi e per convincere le banche.